Заканчивание скважины. 2

Содержание

 

 

Введение

Построение графика совмещенных  условий бурения

График совмещенных условий  бурения

Обоснование и проектирование конструкции скважины

Обоснование конструкции  эксплуатационного забоя

Определение числа колонн и глубины их спуска

Оборудование устья скважины

Заключение

Список литературы

5 стр.

6 стр.

10 стр.

11 стр.

12 стр.

13 стр.

14 стр.

45 стр.

46 стр.


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Одной из важнейших специальных  дисциплин, определяющих профиль горного инженера по специальности "бурение нефтяных и газовых скважин", является дисциплина "Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин".

Геологические условия современного бурения на нефть и газ, сравнительно большая глубина скважин, наличие в разрезе проницаемых пластов с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями диктуют необходимость постоянного совершенствования технологии и техники бурения скважин.

Мировой опыт последних лет  показывает, что практически все  скважины в той или иной степени  осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Именно поэто¬му в большинстве случаев используют многоколонные конструк¬ции скважин и разнообразные по технологическим свойствам бу¬ровые растворы.

Современный горный инженер  должен уметь успешно бурить скважину в осложненных горно-технологических  условиях, отда¬вая себе отчет в том, что при соблюдении технологических требо¬ваний и условий технического проекта все осложнения преодоли¬мы известными приемами и методами.

Как видим, к осложнениям  при бурении скважин относят  на-рушения непрерывности технологического процесса сооружения скважины при соблюдении технического проекта и правил безава-рийного ведения буровых работ, вызванные горно-геологическими условиями проходимых пород.

Однако, несмотря на то что  осложнения считаются в сущности ожидаемой ситуацией и для их преодоления предусмотрены техно-логические приемы, иногда они переходят в категорию аварий.

Обычно такие ситуации возникают из-за халатного отношения  к осложнениям производителей буровых  работ или из-за их низкой квалификации. В ряде случаев, особенно при бурении первых разведочных скважин, аварийные ситуации возникают из-за недостаточной изученности вскрываемого скважиной разреза горных пород.

В процессе изучения дисциплины "Осложнения и аварии при бурении  нефтяных и газовых скважин" студенты должны получить знания по гидроаэромеханике применительно к условиям бурения, необходимые для расчета и выбора режимных параметров при про-мывке и возникающих при этом давлений в скважине, от которых во многом зависит степень осложненности процесса бурения и эффективность приемов для преодоления осложнений.

Они должны научиться распознавать признаки зарождающихся поглощений и флюидопроявлений, осыпей и обвалов, возникновения желобных выработок. Они должны иметь конкретные представления о физической сущности различных осложнений и аварий при бурении скважин, о методах и устройствах для их ликвидации.

 

 

1.Построения графика  совмещенных условий бурения

Таблица 3

 

 

Стратиграф. колонка

Интервал глубин,

м

Пластовое давление,

МПа

Давление гидроразрыва

Ка

ρ

По стволу

0-90

0,85

1,3

0,96

0,96

90-120

0,85

1,55

0,96

0,72

120-180

1,5

2,48

0,85

0,85

180-320

2,9

4,57

0.92

0,92

320-580

4.2

7,58

0,83

0,73

580-855

6,8

11,58

0,81

0,81

855-1131

9,4

15,59

0,84

0,84

1131-1165

11,3

17,12

0,98

0,98

1165-1250

14,4

19,88

1.17

1,17

1250-1300

14,7

20,49

1,15

1,6




 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 0 – 90м

 [ 1 ]

Ргр=0,00 83 Н+0.66 Рпл = 0,0083 x 90 + 0.66 x 0,85 =1,3 МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале        

0 – 400м. по  формуле:. = кз x ка

Интервал, м    <1200 1200-2500 >2500

kx .    1,1-1,15       1,05-1,1 1,04-1,07

Репрессия на пласт, МПа    1,5 2,5 3,5

При этом, как  видим, ограничивается максимально  допустимая величина репрессии на пласт.

= кз x ка = 1.1 х 0.96 = 1,05 г/см3

 

 

 

Интервал  90 – 120м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 120 + 0.66 x 0.85= 1,55 МПа

 

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале     

90 –120м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,96 = 0.99г/см3

Интервал  120 - 180м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 180 +0.66 x 1,5 = 2,48 МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале 120–180м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1,05 х 0,85 = 0,89 г/см3

Интервал  180 -320м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 320 + 0.66 x 2,9= 4,57 МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале

 180–320м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,92= 1,05г/см3

Интервал  320 - 580м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 580 + 0.66 x 4,2 = 7,58 МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале   

320 - 580м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,83= 0,94 г/см3

 

 

Интервал  580 - 855м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 855 + 0.66 x 6,8= 11,58МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале    580 - 855м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,81 = 0,93 г/см3

Интервал  855 - 1131м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 1585 + 0.66 x 9,4= 15,59МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале    855 - 1131м по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,84 = 0,96 г/см3

Интервал 1131 - 1165м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 1165 + 0.66 x 11,3= 17,12МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале   1131 - 1165м. по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.15 х 0,98 = 1,12 г/см3

Интервал 1165 - 1250м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 1250 + 0.66 x 14,4= 19,88МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале   1165 - 1250м. по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.05 х 1.17 = 1,22 г/см3

 

 

Интервал 1250 - 1300м

Ргр=0, 0083 Н+0.66Рпл = 0,0083 x 1300 + 0.66 x 14,7= 20,49МПа

Рассчитываем  значение относительной плотности  бурового раствора на интервале   1585 - 1636м. по формуле:. = кз x ка

= кз x ка = 1.05 х 1.15 = 1,2 г/см3

 

По результатам проведённых  расчётов строим график совмещённых  давлений

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1. График  совмещенных условий бурения

 

 

 

    1. Обоснование и проектирование конструкции скважины

 

При обосновании конструкции  скважины учитываются следующие  геологические и технико-экономические  факторы:

а) геологические условия  проводки скважины;

б) накопленный опыт бурения  в аналогичных геолого-технических  условиях;

в) выделение зон несовместимых  условий бурения;

г) достижение максимальной коммерческой скорости бурения;

д) обеспечение минимального расхода материалов на 1м проходки;

е) требование действующих  инструкций и правил;

ж) обеспечение условий  эксплуатации и возможности проведения ремонтных работ;

з) охрана окружающей среды.

При проектировании конструкции  скважины в первую очередь выбираем число обсадных колонн, глубины их спуска и способ заканчивания скважины.

Существует несколько  способов заканчивания скважин. На основании геолого-технических условий способ заканчивания, который заключается в том, что эксплуатационная колонна спускается на всю длину скважины и цементируется.

Число спущенных в скважину обсадных колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ) определяют понятие конструкции  скважины.

Выбор конструкции  скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно  эксплуатируемого сложного нефтепромыслового  объекта. А также должен обеспечить предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени  и материально-технических средств  на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

-безусловное доведение  скважины до проектной глубины;

-осуществление заданных  способов вскрытия продуктивных  горизонтов и методов их эксплуатации;

-предотвращение осложнений  в процессе бурения и условия,  позволяющие полностью использовать  потенциальные возможности техники  и технологических процессов;

-минимум затрат на  строительство скважины как законченного  объекта в целом.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения  перечисленных требований, проектируется, исходя из несовместимости условий  бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения  понимается такое их сочетание, когда  заданные параметры технологических  процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий  по предотвращению этих осложнений невозможно.

 

 

 

    1.  Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

 

Под конструкцией эксплуатационного  забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале  продуктивного пласта.

Каждая конструкция забоя  характеризуется определенными  параметрами, которые обуславливают  режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород  коллектора, их фильтрационных свойств  и геолого-технических условий  залегания продуктивного пласта. В тоже время выполнение всех требований нередко противоречит рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду с преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и  её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень  устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.

Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

,

где:

m - коэффициент Пуассона, (m = 0,3);

 - средняя плотность вышележащих пород кг/м3, = кг/м3;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=11250м);

Рпл- пластовое давление, МПа;

Рпл=14,7 МПа

Pз – давление столба жидкости на забой скважины, МПа;

 

Pз=ρgh

где

g-ускорение свободного  падения, м/с2;

ρ-плотность пластового флюида, кг/м3;

h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;

 

h=1636-400м=1236 м

где

 

 

1300-проектная глубина,

400-расстояние до уровня  жидкости в колонне при окончании  эксплуатации с учетом требования  заказчика;

т.о.:

g=9,81 м/с2,

ρ=725 кг/м3,

h=1236 м;

 

Па Pз=8,8 МПа

σсж – предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;

σсж=30МПа, для песчаника

30 < 31,54 => исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: пробуриваем продуктивный пласт, затем спускаем перфорированную колонну-хвостовик до забоя.

 

    1. Определение числа колонн и глубины их спуска

 

В конструкцию скважины могут  быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая  и хвостовик.

Конструкция кондуктора должна обеспечить выполнение следующих условий:

  • перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;
  • разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;
  • установку на устье противовыбросового оборудования;
  • при наличии несовместимых интервалов бурения возможность их разделения.

Исходя из недопущения  гидроразрыва пород под башмаком кондуктора, глубину спуска кондуктора определяем по формуле:

     

где:

Рпл - пластовое давление 16,85 МПа

  L - глубина скважины, м (1636 м);

  γф -  плотность пластового флюида, г/см3 (0,725 г/см3);    

  С -  градиент давления  гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м (0,165).

 МПа

м

 

Принимаем глубину спуска кондуктора 650 м.

 

  1. Оборудование устья скважины

 

Под устьевым оборудованием  понимается комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении  проявления в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования  режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят:

– при бурении: колонная головка, противовыбросовое оборудование;

– в процессе эксплуатации: трубная головка, фонтанная ёлка, манифольд фонтанной арматуры.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов. В состав ОП входят:

– превенторы;

– устьевая крестовина;

– надпревенторная катушка, разъёмный жёлоб;

– манифольды для обвязки стволовой части ОП, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Устье скважины с установленным ОП должно быть обвязано с доливной ёмкостью. При температуре воздуха ниже -10 оС превентора должны быть обеспечены обогревом. ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а также расхаживать, проворачивать инструменты, разгружать их на плашки при необходимости.

ОП представляет собой  комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основная задача комплекса  – сохранение находящегося в скважине БР и проведение операций по его  замещению (глушение скважины) другим, с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП состоит из:

– стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъёмный жёлоб;

– манифольда с линиями дросселирования и глушения;

– гидравлической системы  управления превенторами и гидрозадвижками.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Устьевое оборудование является неотъемлемой частью конструкции сква-жины при её строительстве и эксплуатации. Оно предназначено для: обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью и контроля за состоянием межтрубного пространства и, при необходимости, воздействия на возникающие в нём проявления; управления скважиной при возникновении осложнений, эксплуатации скважины фонтанным или механизированным способом.

В связи с тем, что оборудование устья скважины монтируется и  обслуживается в процессе строительства  скважины под полом вышечного  блока буровой установки, оно, помимо своего прямого назначения, должно отвечать следующим требованиям:

– колонные головки, превенторыи другие элементы должны иметь минимальную высоту;

– присоединительные размеры фланцев колонных головок и превенторов должны быть согласованы с учётом последовательной установки на устье сек-ций колонных головок и противовыбросового оборудования на более высокое рабочее давление, чем при бурении предыдущего интервала;

– проходные отверстия фланцев должны обеспечивать подвешивание спущенной обсадной колонны на клиновой захват без демонтажа ОП;

  – должны быть согласованы также прочностные характеристики устьевого оборудования и обсадных труб, на которые оно устанавливается.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

– герметизацию скважины, включающую закрывание / открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

– спуск-подъём колонны бурильных  труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание её в скважине плашками при выбросе;

– циркуляцию БР с созданием  регулируемого противодавления  на забой и его дегазацию;

– оперативное управление гидроприводными составными частями  оборудования.

Согласно требованиям  ГОСТ 13862-90 предусмотрено десять типовых  схем обвязки устья скважины ОП:

    • схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;
    • схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.

Схемы 1 и 2 используются при  ремонте скважин, так как имеют  механический (ручной) привод плашечных превенторов и задвижек.

Схемы 3 и 4 используются как  при капитальном ремонте, так  и при строительстве скважин, поскольку имеют дистанционное  гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Схемы с 5 по 10 имеют дистанционное  гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

Выбор типа ОП при строительстве  скважин производится в зависимости  от конкретных горно-геологических  условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья ОП (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора: верхний с трубными плашками, нижний с глухими плашками или универсальный). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве  скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым  давлением, то устанавливаются три  или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6 % определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально  высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье  более 35 МПа, использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья  при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье  устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых  передаётся в военизированный отряд. На фактической схеме указываются  габаритные и монтажные размеры  узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической  схемы составляется также ведомость  на смонтированное оборудование, в  которой содержится вся необходимая  информация об устье скважины и смонтированном на нём противовыбросовом оборудовании:

– акты опрессовки ПВО на рабочее давление в условиях мастерской;

– акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец. трубы;

– акты опрессовки обсадной колонны с установленном ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;

– акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;

– сертификаты на крепёжные  изделия и гидравлическую жидкость и др.

Оборудование ОП 3 – 230/80×35 К2 по ГОСТ 13862-90 расшифровывается следующим образом:

ОП 3 – оборудование противовыбросовое  по схеме № 3;

230 – условный проход  превенторного блока, мм;

80 – условный проход  манифольда, мм;

35 – рабочее давление, МПа (350 кгс/см2);

К2 – для скважинной среды с содержанием СО2 и Н2 до 6 %.

В зависимости от содержания углекислого газа (СО2) и сероводорода (Н2S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

К1 – для сред с объёмным содержанием СО2 до 6%;

К2 – для сред с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 6% каждого;

К3 – для сред с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 25 %.

В состав ОП входят: превенторы (устанавливаются на колонном фланце кондуктора); устьевая крестовина; надпревенторная катушка и разъёмный жёлоб; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, универсальные и вращающиеся.

Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.

В универсальных  превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоя-нии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.). 

Вращающиеся автоматические превенторы предназначены для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Заканчивание скважины. 2 📙 Курсовая → 🆔 80027

Заканчивание скважины. 2 📙 Курсовая → 🆔 80027

Заканчивание скважины. 2